A Petrobras divulgou seu Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2015-2019¹ no final de junho deste ano. Na tentativa de superar a crise na qual mergulhou no último ano, o novo PNG traz alterações importantes em relação à versão anterior, o PNG 2014-2018², que apontam para o encolhimento da companhia.

A modificação mais significativa é a redução dos investimentos programados, que passaram de US$ 220,6 bilhões, no período 2014-2018, para US$ 130,3 bilhões no período 2015-2019,queda de US$ 90,3 bilhões. O investimento anual médio foi cortado em 41%, de US$ 44,12 bilhões para US$ 26,06 bilhões.

A comparação entre os investimentos programados nos PNGs 2014-2018 e 2015-2019 para as grandes áreas de negócio da Petrobras é mostrada na Figura 1.

O maior corte proporcional, de 69%, ocorreu nas áreas de Abastecimento e de Distribuição. A primeira engloba as atividades de refino.Os projetos das refinarias Premium I, no Maranhão, e Premium II, no Ceará, foram definitivamente cancelados; a construção da refinaria do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) foi suspensa, sem data definida para seu reinício; apenas a conclusão da Refinaria Abreu e Lima (Rnest), em Pernambuco, foi contemplada no PNG 2015-2019. O impacto desses cortes na capacidade futura de refino da Petrobras é de 765 mil barris por dia (bbl/d)^3,4. Sendo assim, o déficit da produção brasileira de derivados de petróleo, que foi de 299 mil bbl/dem 2014⁵, deverá crescer para mais de 500 mil bbl/d na década de 2020⁶, o que, a preços atuais, representaria importações acima de US$ 13 bilhões por ano.

Figura 1 – Comparação entre os investimentos programados nos PNGs 2014-2018 e 2015-2019, por grandes áreas de negócios: Exploração & Produção e Internacional; Abastecimento e Distribuição; Gás & Energia; e demais áreas, que incluem Biocombustíveis e Engenharia.

Nas áreas de Exploração & Produção⁷ e Internacional⁸, o corte nos investimentos foi de 34%, proporcionalmente menor que nas áreas de Abastecimento e de Distribuição, mas o impacto sobre a produção projetada de petróleo e gás natural foi substancial. De 5,3 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d)⁹, a meta de produção de 2020 foi reduzida em 30%, para 3,7 milhões de boe/d, dos quais 2,8 milhões de bbl/d de petróleo e o restante de gás natural. A queda da produção projetada atinge 1,6 milhão boe/d, uma vez e meia a produção que se espera obter no campo de Libra¹⁰, ou mais da metade da produção atual do Brasil¹¹.

A comparação entre as curvas de produção projetadas nos PNGs 2014-2018 e 2015-2019 é apresentada na Figura 2.

Figura 2 – Comparação entre as curvas de produção de petróleo e gás natural projetadas até 2020 nos PNGs 2014-2018 e 2015-2019.

Apenas no período 2015-2020,essa revisão na curva de crescimento da produção implicará deixar de produzir o total de 1,8 bilhão de boe, quase o dobro da produção brasileira de petróleo e gás natural em 2014¹². Mantida a cotação atual do petróleo, de US$ 50/bbl,a nova curva de produção até 2020 provocará perda de faturamento de US$ 90 bilhões para a Petrobras.

Tal perda se distribuirá entre a Petrobras, que terá sua capacidade de gerar receita reduzida; os acionistas, que receberão menos dividendos; e a União, estados e municípios, que recolherão menos tributos e receberão menor montante de participações governamentais¹³.

Como, em decorrência da Lei nº 12.858, de 9 de setembro de 2013, a maior parcela das participações governamentais na renda petrolífera é destinada às áreas de educação e saúde, no fim, serão os brasileiros de renda mais baixa os mais prejudicados, por dependerem exclusivamente do Estado para a prestação desses serviços.

Avaliação do PNG 2010-2014

Embora o corte de produção incluído no PNG 2015-2019, de 30%, seja muito significativo,ainda assim, não é garantido que a Petrobras será capaz de atingir as novas metas estabelecidas. Afinal, a companhia tem tradição de não cumprir suas metas de produção, e o ambiente econômico que a Petrobras enfrentará nos próximos anos será um dos mais desfavoráveis das últimas décadas.

Um indicativo da exequibilidade das metas de produção do PNG 2015-2019 pode ser depreendido da análise dos resultados alcançados pelo PNG 2010-2014. Esse último previa investimentos totais de US$ 224 bilhões, dos quais US$ 118,8 bilhões, ou US$ 23,76 bilhões por ano, seriam destinados à área de Exploração & Produção¹⁴. Como resultado dos investimentos, a Petrobras estimava que sua produção de hidrocarbonetos saltaria de 2,5 milhões de boe/d, alcançados em 2009, para 3,9 milhões de boe/d em 2014¹⁵.

O PNG 2010-2014 atingiu a meta de desembolso financeiro, mas ficou longe da meta de produção. Ou seja, os investimentos foram muito menos eficientes do que se previa. Na Figura 3, é comparado o investimento em Exploração & Produção planejado com o realizado entre 2010 e 2014. Nesse período¹⁶, os investimentos da Petrobras na área de Exploração& Produção totalizaram US$ 123,2 bilhões, ou seja, alcançaram 104% do planejado pela companhia.

Figura 3 – Comparação do investimento em Exploração & Produção planejado com o realizado entre 2010 e 2014, assumindo-se distribuição anual uniforme dos investimentos planejados.

Contudo, o aumento esperado da produção de petróleo e gás natural não se verificou, como mostra a Figura 4. Em 2014, a produção real foi de 2,7 milhões de boe/d, enquanto o planejado era de 3,9 milhões de boe/d. Entre 2009 e 2014, em vez do crescimento robusto de 1,4 milhão de boe/d,houve a quase estagnação, e apenas 143 mil boe/d foram adicionados à produção, configurando a realização de parcos 10,4% da meta física.

Figura 4 – Comparação da produção, planejada e realizada, entre 2010 e 2014.

É absolutamente surpreendente e deveras intrigante tamanha discrepância entre a realização financeira e o cumprimento das metas físicas. Embora seja bem sabido que os investimentos em Exploração & Produção demoram cerca de dez anos para resultar em produção – e, portanto, nem todos os investimentos realizados foram direcionados para projetos que começariam a produzir no período considerado – a Petrobras, ao realizar seu planejamento em 2009 e estabelecer as metas de produção para 2010-2014, deveria possuir as informações necessárias para estimar com bom grau de acerto quais projetos em estágio de desenvolvimento mais avançado alcançariam a fase de produçãono decorrer desse quinquênio, em se concretizando os investimentos programados.

Entretanto, essa expectativa, baseada na lógica do que deve ser o planejamento empresarial, não se confirmou, e a consequência foi que a companhia investiu a quantia de US$ 861 mil para cada boe/d adicionado à produção. Considerando o lucro líquido por boe alcançado em 2011, de US$ 29,68¹⁷, o maior dos últimos anos, a capacidade de produção adicionada deveria se manter produtiva por mais de 79 anos para a Petrobras recuperar o equivalente ao investimento nominal realizado!

Contexto econômico do PNG 2010-2014

Diante do precedente negativo do PNG 2010-2014, a questão que se coloca é se a Petrobras conseguirá cumprir a meta anunciada no PNG 2015-2019 e adicionará à produção mais 831 mil boe/d entre 2014 e 2019,com investimentos em Exploração & Produção de US$ 108,6 bilhões, soma 12% inferior em termos nominais ao investimento realizado no período 2010-2014.

E as dúvidas quanto ao cumprimento das metas de produção da companhia aumentam ainda mais quando se compara o contexto econômico vivido no período 2010-2014 com o contexto que vai se delineando para o período 2015-2019.

Em 2009, a Petrobras recobrava-se rapidamente dos efeitos da crise global de 2008.A necessidade de realizar pesados investimentos para aproveitamento das reservas do pré-sal, descoberto em 2006, levou à realização de processo de capitalização em setembro de 2010. Na ocasião, foram vendidos 4,2 bilhões de ações e arrecadados R$ 120,2 bilhões (US$ 69,9 bilhões)¹⁸.Embora R$ 74,8 bilhões tenham sido destinados ao pagamento do petróleo dos campos da cessão onerosa e, por conseguinte, não ficaram disponíveis para investimentos, a companhia mostrou ser capaz de levantar recursos consideráveis junto aos acionistas para realizar sua expansão.

Além disso, as políticas econômicas adotadas pelos países desenvolvidos, principalmente os Estados Unidos, para superar a crise global de 2008, como juros reais negativos e quantitative easing¹⁹,inundaram o mercado financeiro internacional com dinheiro ávido por oportunidades de investimento nos países emergentes. Isso facilitou sobremaneira a captação de recursos pela companhia.

Após a capitalização, noticiou-se que a Petrobras chegou a ser a quarta maior empresa de capital aberto do mundo em valor de mercado, US$ 216,7 bilhões, à frente inclusive da Microsoft²⁰. Em 2011, a companhia atingiu seu rating máximo junto à agência classificadora de riscos Moody’s: A3, quatro degraus acima do grau especulativo²¹.

Já quanto ao petróleo, a sua cotação no mercado internacional, ao longo de 2009 e 2010, recuperou-se do mínimo alcançado com a eclosão da crise global de 2008. O barril do petróleo manteve-se quase sempre na faixa de US$ 100 / US$ 120 entre 2011 e o primeiro semestre de 2014, e só após esse período passaram a prevalecer as condições de excesso de oferta que levaram à atual depressão das cotações.

Tudo parecia contribuir para o sucesso da Petrobras: a descoberta de gigantescas reservas de petróleo no pré-sal, a farta disponibilidade de recursos, próprios e de terceiros,para realização dos investimentos necessários para aproveitá-las, e a cotação elevada do petróleo. Todavia,decisões políticas equivocadas desperdiçaram a oportunidade que se apresentou e provocaram a crise que engolfa a companhia.

Curiosamente, o anúncio da capitalização da Petrobras inverteu a tendência de subida no valor das ações da companhia, que, após a baixa ocorrida em razão da crise global de 2008, recuperou-se ao longo de 2009 até o 1º trimestre de 2010. A insegurança dos investidores com relação às regras da capitalização penalizou o valor das ações, porque ficaram nítidas as intenções do Governo de aumentar sua participação acionária em detrimento dos acionistas minoritários, bem como a de retomar políticas de caráter monopolista para o aproveitamento do pré-sal, cristalizada na mudança do regime regulatório no final de 2010.

Adicionalmente, a política de controle artificial do preço dos combustíveis, com o intuito de diminuir a inflação, associada à cotação elevada do petróleo no mercado internacional, obrigou a Petrobras a vender derivados no mercado brasileiro por preços menores que o de compra no mercado externo. O preço barato dos combustíveis e o aumento de renda da população levaram à explosão do consumo e, consequentemente, ao agravamento do déficit da companhia na área de Abastecimento, que, entre 2011 e 2014, apresentou prejuízo líquido acumulado de US$ 41 bilhões.Ou seja, 58% dos US$ 69,9 bilhões obtidos na capitalização escorreram pelo ralo do prejuízo decorrente do congelamento do preço dos combustíveis.

Em paralelo, a trajetória do endividamento da companhia se mostrava insustentável, embora a mencionada liquidez excessiva do mercado internacional tenha permitido a manutenção do fluxo de recursos para a Petrobras. Infelizmente, parcela considerável desses recursos foi enterrada em investimentos com baixa perspectiva de retorno ou foi desviada em práticas sistemáticas de corrupção. No balanço anual de 2014, a Petrobras reduziu o valor recuperável dos ativos (impairment) em US$ 16,8 bilhões e deu baixa contábil de perdas com corrupção de US$ 2,5 bilhões²².

O escândalo de corrupção, descoberto em 2014 no âmbito da operação Lava-Jato, foi o golpe de misericórdia no valor da Petrobras e de suas ações, que hoje valem menos que 10% do valor máximo, alcançado em meados de 2008²³.

Como se viu, as condições de realização do PNG 2010-2014, que começaram alvissareiras, foram se deteriorando gradualmente. Em outubro de 2013, a Petrobras desceu um degrau na escala de avaliação de risco da Moody’s.Masa crise agudizou-se somente no final de 2014 e no início de 2015, nesses poucos meses o rating da companhia foi rebaixado pela Moody’s para o grau especulativo. A Tabela 1 retrata em números a deterioração econômica da Petrobras ocorrida nos últimos anos.

Tabela 1 – Situação econômica da Petrobras nos anos de 2009 a 2014²⁴.

Apesar das dificuldades crescentes,o contexto econômico, no geral, foi favorável para a Petrobras para realizar seu plano de investimentos na maior parte do período 2010-2014. Se os resultados não foram os esperados, as causas foram a má seleção de projetos e os erros de governança na sua execução, e não a falta de recursos.

Riscos enfrentados pelo PNG 2015-2019

O contexto econômico em que será desenvolvido o PNG 2015-2019, porém, é totalmente diverso daquele do PNG 2010-2014. As condições em que a Petrobras se encontra hoje são muito mais débeis do que em 2010. Além de a companhia estar hoje em pior situação financeira que em 2010, conforme mostra a Tabela 1, a cotação do petróleo caiu e o mercado internacional de crédito será mais seletivo e cobrará juros mais altos²⁵.

A própria companhia reconhece que as metas do PNG 2015-2019 podem não ser cumpridas como o planejado e aponta três riscos principais²⁶:

1. Mudanças de condições de mercado, como preço do petróleo e taxa de câmbio;
2. Operações de desinvestimentos e outras reestruturações de negócios, sujeitas a condições de mercado vigentes à época das transações; e
3. Alcance das metas de produção de petróleo e gás natural, em um cenário de dificuldades com fornecedores no Brasil.

Desafortunadamente, os riscos temidos pela Petrobras estão se tornando realidade e já corroem as bases do PNG 2015-2019, no qual se assumiu que a cotação do barril do petróleo seria US$ 60, em 2015, e US$ 70 entre 2016 e 2019; e a cotação do dólar seria de R$ 3,10, em 2015, e subiria gradualmente até R$ 3,56 em 2020.

A projeção da Petrobras sobre a evolução dos preços do petróleo não se mostra totalmente desfocada da realidade atual do mercado, mas parece um pouco otimista.

O excesso de oferta de petróleo no mercado internacional, resultado do forte crescimento da produção norte-americana originada da exploração de fontes não convencionais, frente a uma fraca demanda, provocada pela desaceleração da economia chinesa, foi deprimindo a cotação do petróleo ao longo do segundo semestre de 2014. No último trimestre desse ano, os membros da OPEP, principalmente a Arábia Saudita, decidiram manter ou elevar a produção para não perder fatias de mercado e pressionar os produtores americanos, cujo custo de produção é mais elevado.

Como resultado da superoferta gerada pela queda de braço entre os produtores, o preço do barril de petróleo despencou dos mais de US$ 100, em junho de 2014, para US$ 50/bblem agosto de 2015.Entretanto, o Banco Mundial projeta que a cotação do petróleo poderá se recuperar e aproximar-se lentamente dos US$ 70/bbl até 2020²⁷.

Mas o que não se avistaé a volta da cotação do petróleo à casa dos US$ 100/bbl, que prevaleceu em 2011-2014.As perspectivas são de que nos próximos anos a oferta continuará asuperar a demanda, tendo em vistaque, entre outras razões, o Irã brevemente aumentará sua oferta no mercado internacional, após o acordo para controle de suas atividades nucleares, e a economia da China, maior importadora de petróleo do mundo, parece entrar em fase duradoura de menor crescimento.

Com a depressão da cotação do petróleo, a rentabilidade dos projetos de Exploração & Produção é reduzida, e, consequentemente, aumenta a dificuldade para o pagamento da dívida da Petrobras.Até a produção no pré-sal, que a companhia informa possuir breakeven point²⁸ de US$ 54/boe²⁹, pode tornar-se desvantajosa.

O câmbio, contudo, parece ser um problema mais grave para a Petrobras. Empurrado pela crise política e econômica, o dólar atinge R$ 3,80 e pode chegar a R$ 4,50 se o Brasil perder o grau de investimento³⁰. Como mais de 80% da dívida da empresa está denominada em dólar, a valorização da moeda americana tem sido um fardo pesado para a companhia. Calcula-se que para cada R$ 0,10 que o dólar se valoriza, a dívida da Petrobras cresce R$ 10 bilhões³¹.

Com relação ao crédito, aPetrobras também não terá a mesma facilidade de anos recentes para captar recursos no mercado externo, principalmente se o banco central americano aumentar os juros, e o Brasil e a companhia perderem o grau de investimento³², acontecimentos que a cada dia parecem estar mais próximos.

A captação de novos recursos e/ou a rolagem da dívida atual é fundamental para a concretização dos investimentos de US$ 130,3 bilhões,previstos no PNG 2015-2019. Nesse período, vencerão dívidas no valor de US$ 73,15 bilhões³³, que somadas aos investimentos programados resultarão em necessidade de capital de US$ 203,45 bilhões ou US$ 40,7 bilhões por ano, quantia 63% maior que o EBITDA de 2014.

Alerta para as dificuldades de implementação de tal esforço financeiro, a Petrobras inseriu no PNG 2015-2019 a meta de venda de ativos de US$ 15,1 bilhões, em 2015-2016, e US$ 42,6 bilhões em 2017-2018, totalizando US$ 57,7 bilhões no quadriênio.

Os números apresentados nos parágrafos anteriores mostram o quanto essa venda de ativos é importante para o sucesso do PNG 2015-2019. Entretanto, diante das baixas cotações do petróleo e da crise que abate a economia brasileira, é pouco provável que se amealhe o valor esperado³⁴, a não ser que os ativos colocados à venda sejam realmente excepcionais, como os grandes campos do pré-sal³⁵ ou o controle da BR Distribuidora³⁶.

Por fim, o cenário dos fornecedores da Petrobras não é nada animador. As maiores empreiteiras brasileiras estão sendo investigadas por corrupção em contratos com a petroleira na operação Lava-Jato, e sofrem bloqueio cautelar de seus contratos por parte da petroleira³⁷. Algumas delas,como a OAS e a Galvão Engenharia, tiveram que pedir recuperação judicial³⁸.

O arranjo industrial do parque fornecedor de sondas de perfuração offshore, constituído em torno da Sete Brasil, que deveria ser responsável pelo fornecimento de vinte e oito unidades, se desarticulou quando a empresa foi citada na operação Lava-Jato³⁹. E só recentemente, a duras penas, a Petrobras e os sócios controladores da Sete Brasil chegaram a um acordo, no qual o número de sondas foi reduzido para dezenove⁴⁰.No decorrer desse processo, estaleiros⁴¹, fornecedores de equipamentos^42,43 e prestadores de serviço foram atingidos – seja pela retração das fontes de financiamento⁴⁴, devido aos temores dos desdobramentos da operação Lava-Jato, seja pelo atraso de pagamento, cancelamento e/ou redução de encomendas^45,46 –, e buscam alternativas à redução de investimentos da Petrobras⁴⁷.

As opções incluem a consolidação do setor naval brasileiro⁴⁸, o que demandará tempo e deverá provocar atrasos nas entregas de navios, plataformas e sondas de perfuração para a Petrobras. Além disso, o cumprimento dos compromissos de conteúdo local, que já é bastante desafiador, pode tornar-se ainda mais difícil⁴⁹.

Conclusão

O PNG 2015-2019, ao propor cortes profundos nos investimentos anteriormente programados no PNG 2014-2018, causou a impressão de que a nova direção da Petrobras arquitetava seu planejamento com os pés solidamente apoiados no chão. Porém, no curto período decorrido desde seu anúncio no final de junho, diante dos desdobramentos das crises que assolam a companhia e o Brasil, a impressão que se tem é que o PNG 2015-2019 é mais um apanhado de desejos otimistas, como foram seus antecessores, que um plano realmente possível de ser concretizado.

Particularmente, as metas de aumento da produção de petróleo e de gás natural do PNG 2015-2019 mostram-se cada vez menos exequíveis, não pela falta de reservas, pois a Petrobras as tem em quantidade acima de sua capacidade de aproveitá-las, mas pela falta de recursos para realizar os investimentos necessários.

Diante desse quadro, é imperativo que o regime de exploração e produção de petróleo no Brasil seja revisto, com o intuito de torná-lo mais atrativo às empresas privadas, nacionais e estrangeiras, para que elas façam os investimentos que a Petrobras não poderá fazer por muitos anos.

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¹Disponível em:<http://www.investidorpetrobras.com.br/download/3013>. Acesso em 2 set. 2015.

²Disponível em: <http://www.investidorpetrobras.com.br/download/522>. Acesso em 2 set. 2015.

³Comperj: 165 mil bbl/d. Disponível em: <http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/principais-operacoes/refinarias/complexo-petroquimico-do-rio-de-janeiro.htm>. Acesso em: 2 set. 2015.

⁴Premium I: 300 mil bbl/d; Premium II: 300 mil bbl/d. Disponível em: <http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/nordeste-respondera-por-83-da-nova-capacidade-de-refino.htm>. Acesso em: 2 set. 2015.

⁵Cálculo do autor a partir das Tabelas 2.52 e 2.54 do Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2015, publicado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Disponível em: <http://www.anp.gov.br/?pg=76798>. Acesso em 2 set. 2015.

⁶A capacidade instalada de refino da Petrobras, chamada de carga de referência, é de 2,176 milhões de bbl/d. Se forem acrescentados mais 115 mil bbl/d, referentes ao 2º trem da Rnest, a capacidade de refino da Petrobras sobe para cerca 2,3 milhões de bbl/d. Como no PNG 2015-2019, a Petrobras estima que o consumo de derivados de petróleo no Brasil será de 2,85 milhões de bbl/d em 2020, o déficit na produção de derivados deverá superar 500 mil bbl/dnesse ano.

⁷Área responsável pela descoberta e desenvolvimento de campos petrolíferos bem como pela produção de petróleo e gás natural no Brasil.

⁸Na área Internacional, a quase totalidade dos investimentos concentra-se nas atividades de exploração e produção dos campos petrolíferos que a Petrobras possui no exterior.

⁹Essa unidade é utilizada para agregar a produção de petróleo e gás natural. É feita a equivalência energética entre o petróleo e o gás natural segundo a seguinte relação: 1.000 m³ de gás natural correspondem a 6,29 barris de petróleo. Alertamos que não se trata de uma equivalência econômica, pois a unidade de energia contida no petróleo alcança preço de mercado superior à unidade de energia contida no gás natural. De acordo com o balanço da Petrobras do segundo trimestre de 2015, essa diferença, para o mercado brasileiro, foi de US$ 7,73 por boe no primeiro semestre de 2015.  Esse aspecto será desconsiderado neste trabalho, porque não afetará significativamente as conclusões, já que a produção de gás natural representa menos de 20% da produção total de hidrocarbonetos da Petrobras. Disponível em: <http://www.investidorpetrobras.com.br/download/3220>. Acesso em 2 set. 2015.

¹⁰Segundo a Diretora-geral da ANP, o pico da produção do campo de Libra poderá atingir 1 milhão de bbl/d. Disponível em <http://www.valor.com.br/brasil/3196432/campo-do-pre-sal-tera-primeiro-oleo-apos-5>.  Acesso em 5 set. 2015.

¹¹Em julho de 2015, foram produzidos 3,07 milhões de boe/d no Brasil. Disponível em <http://www.anp.gov.br/?dw=77430>. Acesso em 5 set. 2015.

¹²Em 2014, o Brasil produziu 822,9 milhões bbl de petróleo e 31,9 bilhões de m³ de gás natural, o que perfaz 1,02 bilhões de boe. Disponível em: <http://www.anp.gov.br/?dw=76545>. Acesso em 4 set. 2015.

¹³Royalties e participação especial, no regime de concessão; e royalties e excedente em óleo no regime de partilha.

¹⁴Disponível em<http://www.investidorpetrobras.com.br/download/1391>. Acesso em 2 set. 2015.

¹⁵Note-se que esse total é superior à produção projetada para 2020 no PNG 2015-2019, de 3,7 milhões de boe/d.

¹⁶Os dados para o período 201-2014 foram obtidos nas publicações de Resultados Financeiros disponibilizados pela Petrobras. Disponível em <http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/resultados-financeiros#topo>.  Acesso em 2 set. 2015.

¹⁷Disponível em<www.investidorpetrobras.com.br/download/2972>. Acesso em 7 set. 2015.

¹⁸Disponível em <http://www.investidorpetrobras.com.br/download/1218>. Acesso em 2 set. 2015.

¹⁹Trata-se de uma política monetária para estimular a economia e combater a deflação, na qual o banco central compra títulos soberanos e outros papéis no mercado financeiro com intuito de aumentar a liquidez.

²⁰Disponível em <http://economia.uol.com.br/ultimas-noticias/redacao/2010/09/24/petrobras-deve-ficar-entre-as-cinco-maiores-empresas-do-mundo.jhtm>. Acesso em 3 set. de 2015.

²¹Para maiores informações sobre o rating da Petrobras, ver: <http://www.brasil-economia-governo.org.br/2015/03/03/por-que-a-moodys-rebaixou-a-nota-de-credito-da-petrobras/>.

²²Disponível em <http://www.investidorpetrobras.com.br/download/2914>. Acesso em 5 set. 2015.

²³Disponível em <http://charting.nasdaq.com/ext/charts.dll?2-1-14-0-0-5120-03NA000000PBR-&SF:1|5-BG=FFFFFF-BT=0-WD=635-HT=395–XTBL->. Acesso em 6 set. 2015.

²⁴Resultados financeiros da Petrobras. Disponíveis em <http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/resultados-financeiros#topo>. Acesso em 5 set. 2015.

²⁵Analistas calcularam que, entre outubro e dezembro de 2014, que o custo de captação para a Petrobras subiu 60%. Disponível em <http://www.valor.com.br/financas/3826354/custo-de-captacao-da-petrobras-sobe-60>. Acesso em 6 set. 2015.

²⁶Disponível em <http://www.investidorpetrobras.com.br/download/3013>. Acesso em 3 set. 2015.

²⁷Disponível em: <http://www.worldbank.org/content/dam/Worldbank/GEP/GEPcommodities/Price_Forecast_20150722.pdf>. Acesso em 6 set. 2015.

²⁸Ponto no qual não há prejuízo nem lucro. A partir do breakevenpoint, a empresa passa a ter lucro.

²⁹Disponível em <http://pt.slideshare.net/fullscreen/petrobrasri/visao-geral-da-petrobras/12>. Acesso em 7 set. 2015.

³⁰Disponível em <http://www.financista.com.br/noticias/brasil-esta-proximo-de-viver-um-grande-estresse-economico>. Acesso em 5 set. 2015.

³¹Disponível em <http://www1.folha.uol.com.br/mercado/2015/09/1678204-alta-do-dolar-faz-divida-da-petrobras-aumentar-em-r-748-bilhoes.shtml>. Acesso em 5 set. 2015.

³²A Petrobras ainda mantém o grau de investimento segundo a avaliação das agências de risco Fitch e Standard and Poor’s.

³³Disponível em <http://www.investidorpetrobras.com.br/download/3220>.  Acesso em 5 set. 2015.

³⁴A Petrobras não é a única petroleira que busca vender ativos para reforçar seu caixa. Estudo recente indica que as petroleiras colocaram a venda ativos avaliados em mais de US$ 110 bilhões. Essa oferta internacional de campos de petróleo coloca dificuldade adicional no plano de desinvestimentos da Petrobras. Disponível em <http://www.reuters.com/article/2015/01/30/us-oil-m-a-idUSKBN0L31MN20150130>. Acesso em 5 set. 2015.

³⁵Na hipótese de a Petrobras decidir vender uma parcela de sua participação de 40% no campo de Libra, essa parcela não poderia ser superior a 10%, para manter a participação mínima de 30%, prevista na Lei nº 12.351, de 2010.

³⁶ A venda da BR Distribuidora, independentemente da forma, deverá aguardar a melhora do mercado para conseguir maiores ofertas. Disponível em: <http://www.valor.com.br/empresas/4199730/cenario-ruim-e-divergencias-internas-adiam-oferta-da-br>. Acesso em 5 set. 2015.

³⁷Disponível em <http://www.valor.com.br/empresas/3975960/menor-preco-do-petroleo-e-lava-jato-podem-impactar-pre-sal-diz-ppsa>. Acesso em 6 set. 2015.

³⁸Disponível em <http://www.valor.com.br/brasil/3990160/sobem-pedidos-de-recuperacao-judicial-de-grandes-empresas>. Acesso em 6 set. 2015.

³⁹Disponível em <http://www1.folha.uol.com.br/poder/2015/07/1657828-em-carta-ex-presidente-da-sete-brasil-admite-ter-recebido-propina.shtml>. Acesso em 6 set. 2015.

⁴⁰Disponível em <http://www1.folha.uol.com.br/poder/2015/07/1657828-em-carta-ex-presidente-da-sete-brasil-admite-ter-recebido-propina.shtml>. Acesso em 6 set. 2015.

⁴¹Disponível em <http://www.valor.com.br/empresas/4057418/construcao-de-plataformas-em-xeque-no-rs>. Acesso em 6 set. 2015.

⁴²Disponível em <http://www.valor.com.br/empresas/4114214/polo-do-vale-do-aco-vive-sua-maior-crise>. Acesso em 6 set. 2015.

⁴³Disponível em <http://www.valor.com.br/empresas/4007506/fornecedores-de-petrobras-tem-contratos-ameacados>. Acesso em 6 set. 2015.

⁴⁴Disponível em <http://www.valor.com.br/empresas/4122070/crise-no-eisa-petro-um-opoe-estaleiros-e-bancos-estatais>. Acesso em 6 set. 2015.

⁴⁵Disponível em <http://www.valor.com.br/empresas/4038798/socios-aportam-capital-para-dar-folego-ao-estaleiro-atlantico-sul>. Acesso em 6 set. 2015.

⁴⁶Disponível em <http://www.valor.com.br/empresas/4026650/estaleiros-demitem-10-mil-desde-dezembro-e-crise-pode-se-agravar>. Acesso em 6 set. 2015.

⁴⁷Disponível em <http://www.valor.com.br/empresas/4107866/fornecedor-busca-eficiencia-para-enfrentar-crise-no-setor-petrolifero>. Acesso em 6 set. 2015.

⁴⁸ Disponível em <http://www.valor.com.br/empresas/4166886/arrendamento-de-estaleiro-japoneses-vira-alternativa>. Acesso em 6 set. 2015.

⁴⁹ Disponível em <http://www.valor.com.br/empresas/4028724/repsol-sinopec-se-prepara-para-desenvolver-projeto-gigante-de-gas>. Acesso em 6 set. 2015.

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No dia 24 de fevereiro de 2015, a agência de avaliação de risco Moody’s¹ rebaixou todas as notas de crédito (rating^2,3) da Petrobras, incluindo a da dívida em moeda estrangeira, cujo rating caiu dois níveis: de Baa3 para Ba2⁴. Todos os ratings da estatal permanecem em observação pela agência e com viés de baixa, isto é, um novo rebaixamento pode ocorrer em curto prazo.

É o segundo rebaixamento generalizado de rating da Petrobras aplicado pela Moody’s em menos de um mês.No anterior, em 29 de janeiro, o rating da dívida em moeda estrangeira caiu de Baa2 para Baa3⁵. Porém o mais recente rebaixamento foi especialmente impactante, pois, com esta nova queda, o rating da estatal perdeu o chamado grau de investimento. Assim, de acordo com a avaliação da Moody’s, a dívida da Petrobras agora possui grau especulativo⁶.

O rebaixamento do rating da Petrobras para o grau especulativo é uma sinalização forte para o mercado da deterioração financeira da empresa e do aumento do risco de atrasos ou não pagamentos de sua dívida. Os resultados práticos da perda do grau de investimento são: o aumento do custo incorrido pela Petrobras para emitir novos títulos, pois, agravado o risco, os credores exigirão maiores juros para comprar esses títulos⁷; e a redução da quantidade de potenciais credores, devido aos regulamentos de diversos fundos de investimentos, que vedam a aquisição ou manutenção de títulos com grau especulativo⁸. Duas consequências absolutamente inoportunas neste momento em que a Petrobras carrega uma das maiores dívidas empresariais do mundo e executa um plano de investimentos que exige recursos além de sua capacidade de geração de receita.

Como é possível a Petrobras – que alcançou o grau de investimento (Baa2) da Moody’s em 2005, descobriu o pré-sal em 2006 e atingiu seu rating máximo (A3) em 2011 – ter sofrido tamanha erosão de sua credibilidade perante o mercado, a ponto de sofrer rebaixamentos sucessivos de cinco níveis em seu rating em apenas dois anos e retroceder ao grau especulativo? Dois fatores foram decisivos no calvário da Petrobras: o endividamento e a corrupção, como se tentará mostrar neste trabalho.

O endividamento da Petrobras

A Petrobras,ao divulgar seu ambicioso Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2014-2018⁹, que inclui investimentos de US$ 220,6 bilhões –majoritariamente na área de Exploração e Produção, cuja meta principal é atingir a produção de 3,2 milhões de barris por dia de petróleo e líquido de gás natural em 2018¹⁰ –,definiu os pressupostos de financiabilidade para a consecução desses investimentos, e o primeiro pressuposto era justamente a manutenção do grau de investimento.  Com esse objetivo foram estabelecidas três metas financeiras:

1. Retorno dos indicadores de endividamento e alavancagem aos limites em até 24 meses;
2. Alavancagem¹¹ menor que 35%; e
3. Dívida líquida/EBITDA¹² menor que 2,5 vezes.

A preocupação da estatal com a possibilidade de perda do grau de investimento era pertinente. Em outubro de 2013, a Moody’s havia rebaixado o rating da dívida em moeda estrangeira da Petrobras de A3 para Baa1¹³. Segundo a agência, o rebaixamento refletia a alta alavancagem financeira da Petrobras e a expectativa de que a empresa iria,à medida que prosseguia o seu programa de investimentos,continuar a ter fluxo de caixa líquido negativo nos anos seguintes.

Em outubro de 2014, a Moody’s voltou a rebaixar o rating da dívida em moeda estrangeira da Petrobras, desta vez,de Baa1 para Baa2¹⁴. As razões foram semelhantes às do rebaixamento anterior: a alta alavancagem financeira e a possibilidade de postergação para depois de 2016 do declínio da mesma, contrariamente às expectativas originais da agência. Contribuíram para a deterioração dessas expectativas: o aumento do endividamento provocado pela desvalorização do real, as perdas na área de Abastecimento devido à defasagem entre preços internacionais e domésticos dos derivados de petróleo e o aumento da necessidade de financiamento. Preocupava também a queda da cotação do petróleo, que, em curto prazo, favorece a Petrobras pela diminuição das perdas na área de Abastecimento, porém, em médio e longo prazos, reduz a rentabilidade da área de Exploração e Produção.

O endividamento da Petrobras – medido por meio de dois índices: Dívida Líquida/Capitalização Líquida e Dívida Líquida/EBITDA- vem crescendo de forma significativa em razão do aumento da dívida líquida da empresa, como mostra a Figura 1.

Figura 1 – Histórico do Endividamento da Petrobras¹⁵.

A dívida líquida da estatal, no terceiro trimestre de 2014, era de R$ 261,4 bilhões¹⁶, uma elevação de 321,1% em relação ao final de 2010. A Petrobras tornou-se a empresa mais endividada do mundo, segundo relatório do Bank of America Merril Lynch¹⁷.

Os resultados da Petrobras no terceiro trimestre de 2014 mostram que a dívida líquida, a alavancagem e a relação dívida líquida/EBITDA continuam a crescer, justificando a preocupação da Moody’s com o endividamento da estatal. De fato, no terceiro trimestre de 2014, o fluxo de caixa líquido da estatal foi negativo, situação que se repete desde 2007! Consequentemente a empresa precisa recorrer ao endividamento para continuar seu plano de investimentos, tendo em vista que uma emissão de ações é descartada pela diretoria da Petrobras¹⁸.

A evolução dos índices de endividamento da Petrobras no terceiro trimestre de 2014 – Dívida Líquida/Capitalização Líquida = 43% e Dívida Líquida/EBITDA = 4,63- mostram quão difícil será atingir já em 2015, e mesmo nos anos seguintes, os índices estabelecidos no PGN 2014-2018: 35% e 2,5, respectivamente.

Para aumentar o EBITDA da Petrobras é fundamental reverter com celeridade as perdas da área de Abastecimento e aumentar o resultado líquido da área de Exploração & Produção. A primeira condição está sendo alcançada.O resultado da área de Abastecimento da Petrobras deverá melhorar em 2015 devido a não ter sido repassada a redução do preço do petróleo para o preço dos derivados no mercado interno, embora parte desse ganho seja diminuída pela desvalorização do real.

Com relação ao resultado da área de Exploração & Produção, a redução do preço do petróleo é uma ameaça real. Não porque o novo preço do petróleo esteja abaixo do custo de produção no pré-sal, principal aposta da empresa, mas porque diminuirá a rentabilidade esperada pela Petrobras por barril de petróleo produzido.

Mesmo considerando todas as dificuldades técnicas e logísticas envolvidas, o custo de produção de petróleo no pré-sal é relativamente baixo. Nas palavras do ex-diretor da área de Exploração & Produção da Petrobras, José Formigli, a exploração nessa área já seria sustentável com o preço internacional de petróleo entre US$ 40 e US$ 45¹⁹.  Porém as dificuldades para alcançar a rentabilidade planejada ficam claras ao cotejar o preço atual do petróleo, cerca de US$ 50 o barril do tipo Brent, e as premissas assumidas pelo Plano Estratégico 2030 da Petrobras: o barril de petróleo do tipo Brent a US$ 100 entre 2015 e 2017, com uma leve queda para US$ 95 entre 2018 e 2030.

Evidentemente a queda da cotação do petróleo atinge todas as empresas petrolíferas, mas as consequências do novo cenário são potencialmente mais danosas para a Petrobras do que para a maioria das petroleiras devido à elevada alavancagem da empresa.  Ao optar por uma estratégia de rápido aumento da produção sustentada por maciços investimentos com recursos de terceiros, a estatal colocou-se em posição de acentuada vulnerabilidade em relação às oscilações do preço do petróleo, commodity sabidamente volátil.

Além disso, muitos dos investimentos da Petrobras estão sendo executados a custo mais elevado do que a média praticada no setor do petróleo²⁰,²¹,seja em razão da política de conteúdo local, seja devido a práticas fraudulentas de contratação. Sendo assim, o retorno desses investimentos exigirá prazos mais longos e/ou preço do petróleo mais alto do que seria necessário se tivessem sido adotadas políticas de investimento com foco na rentabilidade e de governança corporativa eficaz.

Pesa negativamente também o fato da Petrobras não ter cumprido sua meta de aumento de produção em 2014. O PNG 2014-2018 previa crescimento da produção de 7,5%, com margem de erro de 1%, sobre 2013, mas o alcançado foi de somente 5,3%²². Embora essa frustração do aumento da produção possa ser considerada pequena, ela reaviva a desconfiança em relação às metas de produção ambiciosas dos planos da Petrobras, que, historicamente, não são cumpridas. Mormente agora que a estatal precisará reduzir substancialmente os investimentos inicialmente planejados²³. O não cumprimento das metas de produção comprometerá a geração de receita para fazer frente ao vencimento das dívidas.

Outra fonte de preocupação para a estatal é a cotação do dólar. No PNG 2014-2018, estimava-se que a taxa de câmbio média seria de R$ 2,23 em 2014, valorizando para R$ 1,92 em longo prazo. Esses valores, evidentemente, não correspondem mais à realidade.  No entendimento da Petrobras, contudo, a desvalorização do real é benéfica para a empresa, porque, a partir de 2016, se tornará exportadora líquida de petróleo, e suas receitas em reais aumentarão com o dólar mais forte²⁴.

Apenas não se pode esquecer que a dívida da estatal denominada em dólares, no terceiro trimestre de 2014, equivalia a R$ 233,6 bilhões. Ou seja, enquanto a Petrobras não for exportadora líquida de petróleo, a desvalorização cambial do real é mais uma fonte de perdas para a empresa.

A perspectiva de que a Petrobras se torne exportadora líquida de petróleo a partir de 2016, baseia-se em duas projeções: de crescimento da produção de petróleo e de crescimento da demanda interna de derivados. Já foi visto que a primeira projeção não será cumprida conforme inicialmente estabelecido. Com relação à segunda, provavelmente foi subdimensionada.

O PNG 2014-2018 prevê que o mercado interno de derivados cresça 2,7% ao ano até 2020. Entretanto, no quinquênio 2010-2014, o crescimento anual médio do consumo de derivados foi de 6,8%²⁵. É provável que números tão elevados não se repitam nos anos vindouros, mas, de qualquer forma, a estimativa de aumento médio de 2,7% no consumo de derivados parece tímida.

A produção de petróleo abaixo do planejado combinada com a maior taxa de crescimento do consumo interno de derivados de petróleo implica o adiamento do momento em que a Petrobras se tornará exportadora líquida de petróleo e a redução dos saldos exportáveis futuros. Por conseguinte, a estatal terá menor capacidade de gerar receitas em dólares do que previsto no PNG 2014-2018 e, assim, ficará mais exposta à valorização do dólar²⁶.

A corrupção na Petrobras

O escândalo de corrupção na Petrobras, investigado pelo Ministério Público e pela Polícia Federal no âmbito da “Operação Lava Jato”²⁷, e os seus possíveis desdobramentos foram determinantes para as duas mais recentes reduções de rating da estatal pela Moody’s, ambas citadas na introdução.

Os bilionários desvios de recursos da Petrobras trazem dúvidas sobre a real situação da empresa, até mesmo para a sua diretoria²⁸, de forma que a Petrobras ficou sem condições de publicar seu balanço do terceiro trimestre de 2014 assinado por auditores independentes²⁹. Esse fato gerou dúvidas a respeito da capacidade da estatal de publicar tempestivamente seu balanço anual auditado³⁰. Caso contrário, em razão de cláusulas contratuais constantes dos processos de emissão, chamadas decovenants, os credores podem exigir o vencimento antecipado dos títulos da Petrobras, que montam a mais de US$ 50 bilhões, quantia além das disponibilidades do caixa da empresa.

O último rebaixamento do rating da Petrobras pela Moody’s pode ser visto como uma moção de desconfiança em relação à nova diretoria da estatal, aprovada pelo Conselho de Administração em 6 de fevereiro último, apenas três semanas antes do rebaixamento. A agência de risco, na nota explicativa a respeito do rebaixamento do rating da Petrobras, chamou a atenção para a falta de medidas concretas para publicação tempestiva do balanço anual auditado, a dificuldade que terá a diretoria para compatibilizar o tratamento do escândalo de corrupção com a atenção demandada pelas atividades operacionais e as incertezas sobre a efetiva melhora da governança e do controle interno da empresa.

Agravando ainda mais a situação geral, a Petrobras é alvo de investigações do Departamento de Justiça dos Estados Unidos e da Security Exchange Comission (SEC), órgão fiscalizador do mercado acionário americano³¹, já que seus papéis também são negociados na Bolsa de Nova Iorque. As investigações objetivam descobrir se houve descumprimento do Foreign Corrupt Practices Act³².Caso a estatal venha ser declarada culpada,poderá vir a sofrer pesadas multas administrativas e penais³³.

Por fim, investidores que se consideram lesados pela Petrobras acionam a estatal nas cortes americanas para receberam indenizações pelas perdas com os papéis da empresa. Essas indenizações podem superar os quinhentos milhões de dólares³⁴.

Conclusão

A Petrobras passa pelo pior momento de sua história sexagenária. Problemas de gestão, intervencionismo estatal, corrupção e queda do preço do petróleo juntaram-se para formar a “tempestade perfeita” que assola a empresa e que deverá levar anos para ser completamente debelada.

A situação financeira da Petrobras é extremamente grave e entrou em loop perigoso.A empresa não será capaz de cumprir as metas de redução de endividamento a níveis seguros. Diante desse quadro, terá que cortar investimentos e, consequentemente, também não cumprirá as metas de aumento da produção de petróleo.O que, por sua vez, diminuirá a geração futura de receita e, portanto, reduzirá sua capacidade de pagar as dívidas a vencer.

Além disso, em razão da possibilidade de não publicação tempestiva do balanço anual auditado, a estatal corre o risco de se tornar ilíquida pelo vencimento antecipado de suas dívidas.

A combinação dos fatores apresentados acima resultou na perda do grau de investimento da Petrobras na avaliação da Moody’s.

A situação da Petrobras, contudo, não é irreversível. A recuperação da empresa poderá ocorrer – certamente de forma custosa para consumidores e/ou contribuintes, afinal alguém tem que pagar pelo descalabro – sustentada em quatro pontos fortes que a estatal possui: i) corpo técnico de excelência; ii) reservas de petróleo em expansão; iii) monopólio de fato no fornecimento de derivados para o mercado brasileiro, o sexto maior do mundo; e iv) possibilidade de ser socorrida pelo Tesouro. Entretanto esses pontos fortes, por si sós, serão insuficientes se não houver melhora da gestão da Petrobras – incluindo seleção de investimentos com base na rentabilidade e efetiva adoção de práticas modernas de governança – e repensamento do papel da empresa na execução de políticas públicas ou de Governo. Mas isso é tema para um próximo artigo.

_______________

¹A Moody’s é uma das três principais agências internacionais de avaliação de risco. As outras duas agências são a Standard & Poor’s e a Fitch.

²O rating é uma medida que busca indicar a capacidade de empresas e governos honrarem os títulos de crédito que emitem, refletindo a possibilidade da ocorrência de atrasos ou mesmo de não pagamento, bem como a perda financeira esperada em caso de não pagamento. Trata-se de um importante instrumento de análise para os investidores – fundamental no mercado financeiro globalizado – que recebem uma opinião abalizada e independente sobre os riscos envolvidos nas transações com títulos de crédito.

³A Moody’s utiliza um sistema alfanumérico de classificação do risco de títulos. Esse sistema é dividido em duas faixas principais: grau de investimento e grau especulativo. A faixa grau de investimento é subdividida nos seguintes níveis, em ordem crescente de risco: Aaa; Aa1; Aa2; Aa3; A1, A2; A3; Baa1; Baa2; Baa3. A faixa grau especulativo é subdividida nos seguintes níveis, em ordem crescente de risco: Ba1; Ba2; Ba3; B1; B2; B3; Caa1; Caa2; Caa3; Ca; C.

<⁴PETROBRAS. Agência Moody’s revê nossa classificação de risco. Fatos e Dados. 25 fev. 2015. Disponível em: <http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/moody-s-reve-nossa-classificacao-de-risco.htm>. Acesso em: 25 fev. 2015.

⁵PETROBRAS. Agência Moody’s revê nossa classificação de risco. Fatos e Dados. 30 jan. 2015. Disponível em: <http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/agencia-moody-s-reve-nossa-classificacao-de-risco.htm>. Acesso em: 25 fev. 2015.

⁶De acordo com a avaliação da Standard & Poor’s, o rating dos títulos da Petrobras em moeda estrangeira é ‘BBB-‘, o nível mais baixo ainda no grau investimento na escala da agência, com perspectiva estável. Já para a Fitch, o rating para esses títulos é ‘BBB-‘, também o nível mais baixo ainda no grau investimento na escala da agência, com perspectiva negativa.

⁷O banco de investimentos UBS estima que os juros a serem pagos pela Petrobras aumentarão 2% em razão do rebaixamento do rating pela Moody’s. Isso representaria um gasto adicional de até R$ 1 bilhão na renovação da dívida de curto prazo da estatal. Fonte: Moreira, Talita; Oyamada, Aline; Moreira Assis. Sem grau de investimento, Petrobras perde acesso a mercado de US$ 15 trilhões. Valor Econômico. 26 fev. 2015. Disponível em: <http://www.valor.com.br/financas/3928064/sem-grau-de-investimento-petrobras-perde-acesso-mercado-de-us-15-tri>. Acesso em: 27 fev. 2015.

⁸Em caso de diferentes avaliações de risco por parte das principais agências, os fundos de investimento costumam utilizar métodos de composição dos ratings para chegar ao rating“médio” do título. O método de maior uso quando são três agências a classificar o título, como é o caso com os títulos da Petrobras, é utilizarorating mais repetido, ou, se todas as três agências avaliarem o risco de forma diferente, utilizaroratingintermediário. Assim, orating “médio” da Petrobras ainda está no último nível do grau de investimento, rating concedido pela Standard & Poor’s e pela Fitch. Para a Petrobras perder o grau de investimento “médio”, mais uma agência teria que rebaixar o rating da estatal. Contudo, a expectativa crescente de que isso possa ocorrer já provocou a perda de 3% no valor e aumento de mais de 150% no volume de transações dos títulos mais líquidos da Petrobras. Fonte: Id., Ibid.

⁹ PETROBRAS. Fato Relevante do Plano Estratégico 2030 e PNG 2014-2018. 25 fev. 2014. Disponível em: <http://investidorpetrobras.com.br/pt/plano-de-negocios-e-gestao/fato-relevante-do-plano-estrategico-2030-e-png-2014-2018.htm>. Acesso em: 26 fev. 2015.

¹⁰As metas de produção estabelecidas pela Petrobras são bastante ousadas. Em 2020, objetiva atingir 4,2 milhões de barris por dia de petróleo e líquido de gás natural. Considerando que em 2014 a produção diária de petróleo e líquido de gás natural foi de 2,031 milhões de barris, a Petrobras pretende mais que dobrar a produção em apenas seis anos. Ou seja, a Petrobras quer realizar nos próximos seis anos o equivalenteao que foi feito nos últimos sessenta anos.

¹¹A alavancagem é calculada pela razão entre a dívida líquida e a soma do patrimônio líquido com a dívida líquida. É uma medida de quanto a empresa está se utilizando recursos de terceiros em relação aos recursos próprios, ou seja, de quanto a empresa prefere arriscar recursos de terceiros em vez de recursos próprios.

¹²EBITDA (earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) é traduzido para o português como “lucro antes dos juros, impostos, depreciação e amortização”, conhecido também pela sigla LAJIDA. A relação Dívida Líquida/EBITDA indica se a empresa está gerando receitas suficientes para pagar suas dívidas.

¹³VIRI, Natalia. Moody’s rebaixa nota de crédito da Petrobras de ‘A3’ para ‘Baa1’. Valor Econômico. 3 out. 2013. Disponível em: <http://www.valor.com.br/empresas/3293396/moodys-rebaixa-nota-de-credito-da-petrobras-de-a3-para-baa1>. Acesso em: 26 fev. 2015.

¹⁴VIRI, Natalia. Moody’s rebaixa rating da Petrobras de ‘Baa1’ para ‘Baa2’. Valor Econômico. 21 out. 2014. Disponível em: <http://www.valor.com.br/financas/3743102/moodys-rebaixa-rating-da-petrobras-de-baa1-para-baa2>. Acesso em 26 fev. 2015.

¹⁵Cálculos do autor a partir de informações da Petrobras. Fonte: PETROBRAS. Central de Resultados. Disponível em: http://investidorpetrobras.com.br/pt/central-de-resultados/. Acesso em 26/02/2015.

¹⁶PETROBRAS. Resultado do terceiro trimestre 2014 não revisado pelos auditores independentes. 27 jan. 2015. Disponível em: <http://investidorpetrobras.com.br/lumis/portal/file/fileDownload.jsp?fileId=8AAF0C7348D11F37014B32059DF65A0B>. Acesso em: 26 fev. 2015.

¹⁷GUIMARÃES, Fernanda. Petrobras é a empresa com mais dívidas no mundo. Estadão. 19 out. 2013. Disponível em: <http://economia.estadao.com.br/noticias/geral,petrobras-e-a-empresa-com-mais-dividas-no-mundo-imp-,1087347>. Acesso em: 21/11/2014.

¹⁸PETROBRAS. Fato Relevante do Plano Estratégico 2030 e PNG 2014-2018. 25 fev. 2014. Disponível em: <http://investidorpetrobras.com.br/pt/plano-de-negocios-e-gestao/fato-relevante-do-plano-estrategico-2030-e-png-2014-2018.htm>. Acesso em: 26 fev. 2015.

¹⁹FICK, Jeff. Pre-salt production ‘sustainable’ with oil prices between $40-$45 – Formigli. World Oil. 8 dez. 2013. Disponível em: <http://www.worldoil.com/Pre-salt-production-sustainable-with-oil-prices-Formigli.html>. Acesso em: 28/10/2014.

²⁰Por exemplo, o custo final da refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, deverá ser de US$ 18,5 bilhões, segundo a ex-presidente da Petrobras, Graça Foster. Considerando a capacidade de processamento da refinaria, de 230 mil barris por dia de petróleo, o custo de investimento será de US$ 80.345por barril. Fonte: BORGES, André. Refinaria Abreu e Lima deverá ter custo final de US$ 18,5 bilhões. Valor Econômico. 27 maio 2014. Disponível em: <http://www.valor.com.br/politica/3564228/refinaria-abreu-e-lima-devera-ter-custo-final-de-us-185-bilhoes>. Acesso em: 28 fev. 2015.

²¹A refinaria da Saudi Aramco Total Refinery & Petrochemicals Co. (Satorp) – situada na cidade de Jubail, na Arábia Saudita, inaugurada no segundo semestre de 2013 – com capacidade de processamento de 400 mil barris por dia de petróleo pesado, para conversão em petroquímicos e combustíveis de alta qualidade, custou US$ 14 bilhões. O custo de investimento por barril da Satorp foi de US$ 35.000. Ou seja, o custo de investimento por barril da refinaria Abreu e Lima foi 130% mais alto do que o da refinaria Satorp. Fonte: OGJ EDITORS. Satorp ships first products from Jubail refinery complex. Oil & Gas Journal. 26 set. 2013. Disponível em: <http://www.ogj.com/articles/2013/09/satorp-ships-first-products-from-jubail-refinery-complex.html>. Acesso em: 28 fev. 2015.

²²PETROBRAS. Batemos em dezembro recordes diário, mensal e anual de produção de petróleo e gás. Fatos e Dados. 13 jan. 2015. Disponível em: <http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/batemos-em-dezembro-recordes-diario-mensal-e-anual-de-producao-de-petroleo-e-gas-natural.htm>. Acesso em: 26 fev. 2015.

²³Diante da crise que assola a Petrobras, a diretoria da empresa programa redução dos investimentos em 2015: de US$ 44 bilhões, inicialmente programados no PNG 2014-2018, para US$ 31 ou 33 bilhões. O corte atingirá inclusive a área de Exploração e Produção. Fonte: RAMALHO, André; POLITO, Rodrigo. Estatal atrasa plano de negócios e revê crescimento da produção. Valor Econômico. 30 jan. 2015. Disponível em http://www.valor.com.br/empresas/3885482/estatal-atrasa-plano-de-negocios-e-revecrescimento-da-producao. Acesso em 27fev. 2015.

²⁴PETROBRAS. Plano de Negócios e Gestão: PNG 2014-2018. Disponível em: <http://www.agenciapetrobras.com.br/upload/documentos/apresentacao_j0Q04hFQXA.pdf>. Acesso em: 26/02/2015.

²⁵Cálculos do autor a partir de estatísticas da ANP. Disponível em: <http://www.anp.gov.br/?dw=11029>. Acesso em: 26 fev. 2015.

²⁶Mesmo a apreciação do real, dependendo do timing, pode ser prejudicial para a Petrobras.  Se o real voltar a se apreciar em médio prazo, a estatal viveria no “pior dos mundos”. Em curto prazo, enquanto importadora líquida de petróleo, a estatal teria que comprar dólar apreciado para pagar o serviço da dívida e parte do principal – e, assim, reduzir sua alavancagem –, bem comopara importar máquinas e equipamentos empregados no desenvolvimento dos campos de petróleo. Posteriormente, já como exportadora líquida, venderia o petróleo extraído a um dólar depreciado, enquanto arcaria com custos de produção majoritariamente em reais.

²⁷FOLHA DE SÃO PAULO. Entenda a Operação Lava Jato, da Polícia Federal. 14 nov. 2014. Disponível em: <http://www1.folha.uol.com.br/poder/2014/11/1548049-entenda-a-operacao-lava-jato-da-policia-federal.shtml>. Acesso em: 27 fev. 2015.

²⁸“A Companhia entende que será necessário realizar ajustes nas demonstrações contábeis para a correção dos valores dos ativos imobilizados que foram impactados por valores relacionados aos atos ilícitos perpetrados por empresas fornecedoras, agentes políticos, funcionários da Petrobras e outras pessoas no âmbito da “Operação Lava Jato”.

No entanto, em face da impraticabilidade de quantificar de forma correta, completa e definitiva tais valores que foram capitalizados em seu ativo imobilizado, a Companhia considerou a adoção de abordagens alternativas para correção desses valores: i) uso de um percentual médio de pagamentos indevidos, citados em depoimentos; ii) avaliação a valor justo dos ativos cuja constituição se deu por meio de contratos de fornecimento de bens e serviços firmados com empresas citadas na “Operação Lava Jato”. Essas alternativas se mostraram inapropriadas para substituir a impraticável determinação do sobrepreço relacionado a esses pagamentos indevidos.” Fonte: PETROBRAS. Resultado do terceiro trimestre 2014 não revisado pelos auditores independentes. 27 jan. 2015. Disponível em: <http://investidorpetrobras.com.br/lumis/portal/file/fileDownload.jsp?fileId=8AAF0C7348D11F37014B32059DF65A0B>. Acesso em: 26 fev. 2015.

²⁹REUTERS BRASIL. PwC recusa-se a aprovar balanço da Petrobras, diz Estadão. 1º nov. 2014. Disponível em: <http://br.reuters.com/article/businessNews/idBRKBN0IL2W720141101>. Acesso em: 27 fev. 2015.

³⁰A Petrobras tem 120 dias, a partir do fim do exercício, 31 de dezembro, para apresentar seu balanço anual auditado. São concedidos, ainda, 60 dias de tolerância.

³¹VEJA. EUA abrem investigação sobre a Petrobras, diz “FT”. 9 nov. 2014. Disponível em:<http://veja.abril.com.br/noticia/brasil/eua-abrem-investigacao-sobre-petrobras-diz-ft>. Acesso em: 27 fev. 2015.

³²Lei americana anticorrupção que tornou ilegal o pagamento de suborno para funcionários estrangeiros com o intuito de obter vantagens em negócios.

³³PITA, Antonio; NUNES, Fernanda; BORGES, Altamiro. Denúncias de corrupção na Petrobras podem gerar multa. Estadão. 10 nov. 2014. Disponível em: <http://politica.estadao.com.br/noticias/geral,denuncias-de-corrupcao-na-petrobras-podem-gerar-multa,1590900>. Acesso em: 27 fev. 2015.

³⁴SETTI, Rennan. Investidores que processam Petrobras nos EUA alegam prejuízo de US$ 528 milhões, diz relatório. O Globo. 17 fev. 2015. Disponível em: <http://oglobo.globo.com/economia/petroleo-e-energia/investidores-que-processam-petrobras-nos-eua-alegam-prejuizo-de-us-528-milhoes-diz-relatorio-15360197>. Acesso em: 27 fev. 2015.

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Nas palavras da Presidente da República¹, com a nova legislação objetiva-se:

criar um marco legal favorável aos negócios, aos investimentos produtivos fortalecendo um novo ciclo de desenvolvimento de nosso país, mas tudo isso com ganhos para a sociedade, para os trabalhadores e para o meio ambiente.

O presente texto busca analisar se, de fato, haverá estímulo aos investimentos na mineração. Mantida a redação original do PL, ao que tudo indica, o efeito será o inverso. A nova lei minerária afugentará os potenciais interessados, seja pela redução da remuneração líquida das empresas, seja pelo desestímulo à pesquisa mineral.

No que se refere à rentabilidade líquida das empresas mineradoras, fica evidente no texto a intenção do Governo em aumentar a participação governamental nas receitas, em detrimento do lucro privado. Busca-se, em especial, aumentar a receita de estados e municípios advindas da Compensação Financeira pela Exploração de Recursos Minerais (CFEM). A base de cálculo da CFEM deixará de ser o faturamento líquido e passará a ser a receita bruta da venda, deduzidos apenas os tributos efetivamente pagos incidentes sobre a sua comercialização, e a alíquota máxima subirá de 3% para 4%.

O efeito das mudanças da base de cálculo e da alíquota da CFEM será o fechamento daqueles empreendimentos minerais cujos custos já estão próximos às cotações dos minérios, com a consequente perda de empregos, de geração de riqueza e de arrecadação.

Diga-se de passagem, a arrecadação da CFEM, mesmo com a legislação vigente, é crescente, tendo saído de R$ 140 milhões, em 2003, para R$ 2,4 bilhões, em 2013, um aumento de 1.600%.

Com as regras propostas no PL, o próprio Governo estima que a arrecadação da CFEM dobrará². A esse aumento da CFEM devem ser somadas as taxas incidentes sobre a mineração, criadas ou aumentadas pelo PL. Trata-se, portanto, de tentar capturar para o orçamento público parte dos ganhos das empresas, que cresceram substancialmente nos últimos anos, em função do apetite chinês por minérios.

Já a pesquisa de novas áreas passíveis de exploração ficará prejudicada pela mudança radical proposta para o sistema de outorga de títulos minerários. O que se propõe é a extinção do atual sistema de “ direito de prioridade”.

Pelo atual Código de Mineração, qualquer interessado pode pleitear uma “autorização de pesquisa” em uma determinada área³. A autorização de pesquisa é atribuída ao primeiro interessado cujo requerimento tenha por objeto área considerada livre, isto é, a área que não seja objeto de nenhum outro requerimento de data anterior.

Somente o titular da autorização de pesquisa pode requerer o direito de explorar minerais naquela área, ou seja, a concessão de lavra⁴. Resumidamente, o direito de prioridade significa que quem requer primeiro, atendidos certos requisitos burocráticos, ganha o título minerário.

Trata-se, portanto, de um regime de “autorização e concessão”. O PL substitui tal regime pelo sistema de licitação, para as áreas selecionadas pelo Conselho Nacional de Pesquisa Mineral (CNPM), órgão a ser criado, e pela chamada pública, quando o particular formalizar interesse nas áreas restantes.

A concessão precedida de licitação ou chamada pública significa o fim do direito de prioridade, adotado pela legislação minerária da maioria dos países mineradores, como Austrália, Canadá, México, Chile, Peru, entre outros; devido ao incentivo que representa ao empreendedorismo no setor mineral.

Como a prospecção mineral é uma atividade de baixo índice de sucesso – da ordem de 0,1%, ou seja, de cada 1.000 trabalhos de prospecção mineral, somente 1 resulta em uma descoberta comercial – só a expectativa de encontrar uma jazida de grande porte, e lucrar com sua produção, motiva as empresas a enfrentar empreitada de tão alto risco.

Uma empresa, quando requer a autorização de pesquisa para determinada área, o faz porque algum tipo de análise preliminar indicou a possibilidade da descoberta de um depósito mineral. É uma informação estratégica da empresa, fruto da expertise de seus técnicos, efetivamente protegida pelo direito de prioridade. A empresa requer a autorização de pesquisa porque sabe que, se encontrar algo valioso, terá a prioridade na lavra.

Com a chamada pública, introduzida pelo PL, a empresa não terá como resguardar das concorrentes o seu interesse por determinada área e correrá o risco de perdê-la no processo seletivo que pode se seguir. Ou seja, a empresa gasta tempo e dinheiro estudando uma determinada área e, ao constatar que a área é promissora, terá que tornar público seu interesse e disputar o direito de exploração em igualdades de condições com outras que nada investiram na pesquisa da área. Os demais concorrentes pegarão uma carona no tempo e dinheiro gastos pela empresa que se dedicou a estudar a área. Obviamente, nenhuma empresa terá incentivos para fazer tal estudo, preferindo aguardar que outras o façam.

É evidente que o fim da prioridade é um poderoso desestímulo à iniciativa de buscar áreas minerais promissoras. E o setor mineral perecerá sem a descoberta de novas jazidas, pois os recursos minerais são esgotáveis e, assim, novas reservas têm que ser descobertas para repor as reservas exauridas.

Os sistemas concorrenciais para acesso aos títulos minerários só se justificam quando há disponibilidade de informações geológicas detalhadas, de forma a permitir aos concorrentes fazer propostas bem fundadas nos certames. Quando essas informações geológicas não existem, o risco pode ser alto demais para os empreendedores fazerem lances, e eles se ausentam da licitação.

Extinto o regime de prioridade, haverá o refluxo das empresas privadas de prospecção e pesquisa mineral. Só restará o Serviço Geológico do Brasil (CPRM), empresa pública, para correr o risco de buscar novas áreas promissoras para a mineração. Conseguirá a CPRM realizar sozinha essa missão em todo o imenso território brasileiro? E a que custo? Os recursos privados serão substituídos pelos recursos do Estado em uma atividade de alto risco. É, no mínimo, discutível que o Estado, enfrentando dificuldades para prestar à população os serviços básicos de saúde, educação e segurança, entre outros, afaste o investimento privado e assuma mais um encargo.

Quando se verifica os excelentes resultados econômicos da mineração brasileira ao longo do século XXI – entre outros, o crescimento de mais de 500% e o saldo da balança comercial, que superou os 125 bilhões de dólares entre 2010 e 2013 – causa estranheza o empenho governamental para realizar mudanças tão radicais em um setor que, sem sombra de dúvida, apresenta desempenho satisfatório.

Decerto, a percepção de que o Estado não estava sendo adequadamente beneficiado pelo crescimento acelerado da renda mineral na década de 2000 foi um motivador importante para a alteração da lei minerária, ao menos, no que se refere à CFEM. Diferentemente de outros setores econômicos, a mineração transformou-se em alvo da atenção do Governo não por seus problemas, mas por seu sucesso.

Mas essa não foi a única razão. Percebe-se também, na formulação do novo marco regulatório, a manifestação da linha de pensamento, prevalecente no Governo, de que o Estado deve intervir profundamente na atividade econômica. Isto é, o PL é a versão para o setor mineral das políticas econômicas intervencionistas, e malsucedidas, adotadas pelo Governo Federal nos últimos anos.

Como defesa do PL, as autoridades governamentais preferem atacar o atual Código de Mineração, que, alegadamente, seria ultrapassado e daria margem a práticas especulativas. O desempenho econômico da mineração, por si só, desmente as críticas de anacronismo lançadas contra o atual Código, pois essa legislação minerária foi adequada o bastante para permitir que o Brasil, apesar dos problemas de infraestrutura bem conhecidos, se beneficiasse de um ciclo internacional positivo para a mineração.

Quanto à especulação, sempre mencionada, mas nunca comprovada de forma objetiva, ela não deriva da sistemática de acesso ao título minerário, mas da forma de retenção da área concedida, sem o devido cumprimento das regras estabelecidas no atual Código de Mineração quanto aos prazos e a execução de trabalhos de pesquisa mineral. Ressalte-se, porém, que o atual Código contém os instrumentos de coerção e sanção, inclusive a caducidade do título minerário, aplicáveis aos titulares que descumprirem as regras de forma reiterada.

Ou seja, o problema real não é o atual Código, mas a falta de fiscalização, que é realizada pelo Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM), sem, contudo, alcançar a intensidade desejável. Diga-se em defesa do DNPM que faltam recursos para a Autarquia cumprir suas atribuições, vítima que é de repetidos contingenciamentos de seu orçamento. Ora, se, de fato, o Governo considera que a especulação com títulos minerários é um problema sério, por que não foram repassados ao DNPM os recursos necessários para a fiscalização?

Além de aumentar a renda governamental decorrente da exploração mineral, a intenção do Governo com o PL parece ser também a de controlar o ritmo da exploração mineral.

Pela legislação atual, o requerente que atender a todos os requisitos constantes da lei e dos regulamentos, que não são poucos, tem que receber o título requerido. O DNPM e o MME não podem negar de forma discricionária, com base na conveniência e na oportunidade, os requerimentos em conformidade com a legislação. A forma encontrada para contornar essa vinculação foi a instituição da licitação. A frequência dos certames e as áreas oferecidas serão definidas pelas autoridades públicas.

Não estão claros os propósitos desse controle, mas é prudente temer os resultados, mormente considerando as características particulares do setor mineral. Considerando que a margem de acerto da prospecção mineral é de 0,1% e que usualmente o tempo decorrido da descoberta do recurso mineral até a colocação da mina em produção é de dez anos ou mais, como é possível estabelecer o ritmo adequado da mineração por meio do controle do acesso às áreas para pesquisa mineral? Seria como dirigir por uma estrada sinuosa com um carro no qual entre o girar do volante e a movimentação das rodas fossem percorridos quilômetros. Ou seja, o desastre seria inevitável.

Controlar talvez seja o primeiro passo de uma tentativa de planificação. Representantes do Governo já especulam se o aumento da produção de minérios para atender a China não ameaçaria o futuro fornecimento interno do Brasil. Logo, seria preciso estabelecer cotas de produção.

Se todos os dados necessários estivessem disponíveis, já seria bastante complexo estabelecer o ritmo ótimo de produção mineral. Imagine-se, então, estabelecer o ritmo ótimo de produção sem conhecer a demanda futura do Brasil e do Mundo, as cotações dos minérios, a descoberta de novas jazidas no Brasil e no Mundo, as novas tecnologias que aumentam ou diminuem a demanda por determinados bens minerais, etc. As chances de acerto seriam extremamente diminutas. A única certeza seria o desinteresse das empresas mineradoras pelo Brasil ante a possibilidade do Governo limitar a produção.

Em que pesem as melhores intenções de técnicos e ideólogos, o Governo, com o PL, opta por uma legislação minerária que percorre a avenida da mineração internacional na contramão. Não é sem razão que a avaliação da competitividade do negócio de mineração no Brasil vem caindo acentuadamente desde que foram sendo delineadas as mudanças do Código de Mineração. De acordo com o Fraser Institute, organização canadense que desenvolveu índice específico para avaliar essa competitividade, a posição do Brasil, em 2013, é a 65° entre 112 países e entes subnacionais analisados⁵. Em 2010, o Brasil estava em 40° entre 72 jurisdições analisadas. O resultado brasileiro de 2013 é muito ruim, mesmo quando comparado com outros países da América Latina que são importantes mineradores, como, Chile, em 30°, México, em 48°, e Peru, em 56°. O nosso destino não pode ser a queda do índice a ponto de alcançar a Bolívia, em 99°, ou a Venezuela, em 111°.

Infelizmente, esse tipo de posicionamento alheio em relação ao que se passa no Mundo não é inédito em nosso País. Os debates travados em torno do PL lembram aqueles da Constituinte de 1988, quando, ao final, prevaleceu a tese nacionalista, que introduziu na CF/1988 a vedação à participação de empresas de capital estrangeiro na mineração. O resultado foi a progressiva paralisação da pesquisa mineral no Brasil, só revertida pela Emenda Constitucional n° 6, de 1995, que retirou essa vedação e criou as condições que permitiram a mineração brasileira tirar bom proveito do ciclo de altas cotações das commodities minerais nos anos 2000.

Aliás, os melhores anos de tal ciclo parecem superados, e as consequências já se fazem sentir. De acordo com relatório do Instituto Brasileiro de Mineração (Ibram), os investimentos em mineração no Brasil devem recuar para US$ 53,6 bilhões no período 2014-2018, contra cerca de US$ 75 bilhões previstos anteriormente para o período 2012-2016⁶.

Em suma, o PL é uma clara manifestação de política econômica intervencionista e contrária ao empreendedorismo, associada ao furor arrecadatório que acomete estados e municípios, beneficiários últimos da receita da CFEM. O PL é inoportuno e não vai cumprir seu objetivo de atrair novos investimentos, pois se baseia em uma lógica que repudia o lucro. Parece que os formuladores do PL gostam de investimentos, mas não gostam dos investidores.

Cabe, então, ao Congresso Nacional introduzir as modificações no PL para harmonizá-lo com as necessidades de um setor mineral de grande porte, dinâmico, competitivo e inserido nas cadeias produtivas internacionais, como é o caso do setor mineral brasileiro.

______________________

¹ Presidência da República, 2013. Disponível em: <http://www2.planalto.gov.br/imprensa/discursos/discurso-da-presidenta-da-republica-dilma-rousseff-durante-cerimonia-lancamento-do-marco-regulatorio-da-mineracao-brasilia-df >. Acesso em: 04/07/2013.

² Presidência da República, ibidem. “A CFEM a partir de agora incidirá sobre a receita bruta das empresas mineradoras tendo alíquotas de até 4%. Isso dará um incremento importante para o orçamento dos estados e municípios que convivem com a atividade mineraria. A mudança na regra de cálculo permitirá praticamente dobrar a arrecadação proveniente dessa atividade.”

³ A autorização de pesquisa mineral depende de expedição de alvará de autorização do Diretor-Geral do DNPM.  A pesquisa mineral tem como objetivo de executar os trabalhos necessários à definição da jazida, sua avaliação e a determinação da exequibilidade do seu aproveitamento econômico.

⁴ A concessão de lavra depende de portaria de concessão do Ministro de Estado de Minas e Energia. A lavra tem como objetivo o aproveitamento industrial da jazida, desde a extração das substâncias minerais úteis que contiver até o beneficiamento das mesmas.

⁵ Fraser Institute. Survey of Mining Companies 2013. Disponível em: https://www.fraserinstitute.org/uploadedFiles/fraser-ca/Content/research-news/research/publications/mining-survey-2013.pdf. Acesso em 30/03/2014.

⁶ O Estado de São Paulo. Disponível em: http://www.estadao.com.br/noticias/impresso,apetite-de-mineradoras-para-investir-no-brasil-cai,1139451,0.htm. Acesso em: 31/03/2014.

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